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Webcast sobre o 1º trimestre de 2013

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Apresentação sobre os resultados do 1º trimestre de 2013
29 de abril de 2013

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  • 1. DIVULGAÇÃO DERESULTADOS1º trimestre de 2013Teleconferência/Webcast29 de Abril de 2013
  • 2. 2Estas apresentações podem conter previsões acerca deeventos futuros. Tais previsões refletem apenasexpectativas dos administradores da Companhia sobrecondições futuras da economia, além do setor deatuação, do desempenho e dos resultados financeiros daCompanhia, dentre outros. Os termos “antecipa","acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja","projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termossimilares, visam a identificar tais previsões, as quais,evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ounão pela Companhia e, consequentemente, não sãogarantias de resultados futuros da Companhia. Portanto,os resultados futuros das operações da Companhiapodem diferir das atuais expectativas, e o leitor não devese basear exclusivamente nas informações aqui contidas.A Companhia não se obriga a atualizar as apresentaçõese previsões à luz de novas informações ou de seusdesdobramentos futuros. Os valores informados para2013 em diante são estimativas ou metas.A SEC somente permite que as companhias de óleoe gás incluam em seus relatórios arquivados reservasprovadas que a Companhia tenha comprovado porprodução ou testes de formação conclusivos quesejam viáveis econômica e legalmente nas condiçõeseconômicas e operacionais vigentes. Utilizamosalguns termos nesta apresentação, tais comodescobertas, que as orientações da SEC nosproíbem de usar em nossos relatórios arquivados.Aviso aos Investidores Norte-Americanos:Aviso
  • 3. 3Destaques no TrimestreElevada geração de caixaResultados» Lucro Líquido de R$ 7.693 milhões, Lucro Operacional de R$ 9.849 milhões e EBITDA de R$ 16.231 milhões.» Indicador Dívida Líquida/Ebitda encerrou o 1T13 em 2,32x, abaixo da meta de 2,5x.Exploração& Produção» Como previsto, produção de óleo no Brasil de 1.910 mbpd (-4% vs. 4T12)» Produção doméstica de gás natural de 400 mboed (+1% vs. 4T12).» Produção do pré-sal das Bacias de Santos e Campos atingiu 311 mbpd em 17/abr (Parcela Petrobras: 256 mbpd).» Início da produção dos FPSOs:» Cid. de São Paulo (120 mbpd) em 05/jan. Produção Petrobras (45%) 25/abr: 11,3 mbpd com 1 poço. Picoesperado em 1S14.» Cid. de Itajaí (80 mbpd) em 16/fev. Produção Petrobras (100%) 25/abr: 24,1 mbpd com 2 poços. Pico esperadoem 2S13.» Cid. de Paraty (120 mbpd) já se encontra em processo de ancoragem na locação. Pico esperado em 2S14.» Até o final do ano está prevista a entrada de outras 4 novas plataformas com capacidade total de 500 mbpd.» Contratação de 2 novos FPSOs para Lula Alto e Lula Central, no Campo de Lula, no pré-sal da Bacia de Santos.» Novas descobertas: Sul de Tupi e Florim em áreas da Cessão Onerosa; Sagitário no pré-sal da Bacia de Santos eMandarim, no pós-sal do campo de Marlim Sul, na Bacia de Campos.Abastecimento» Recorde diário de processamento de óleo nas refinarias em 07/abr: 2.149 milhões de barris.» No 1T13, 2 reajustes dos preços no diesel, totalizando +10,7%, e 1 na gasolina de +6,6%.Gás &Energia» Atendimento à demanda de gás natural de 88 milhões m3/d.» Geração de energia de 5.120 MW médios nas usinas termelétricas próprias.Gestão» PROCOP: Resultados globais de jan-mar/13 acima do previsto, resultando em economia de R$ 1,3 bilhão.» PROEF: Ganhos de 34 mbpd na produção de óleo e LGN no 1T13. 3
  • 4. Conforme previsto, a produção de Óleo e LGN da Petrobras no 1T13 foi menor que a do 4T12: queda de 4%, atingindo 1.910mbpd. Mantida a meta do ano, cuja produção deve ficar estável em relação a 2012.Petrobras: Produção de Óleo e LGN no BrasilParadas programadas na Bacia de Campos impactaram a produção do trimestre» Redução de 4% da produção no 1T13 vs 4T12 (-70 mil bpd) em função, principalmente, de:» Paradas programadas: -23 mbpd» Finalização de SPAs e TLDs (SS-11, P-34 e Oliva): -36 mbpd» Declínio natural de produção (10-11% a.a.) e problemas operacionais diversos: -11 mbpd» A meta de produção para o ano de 2013 está mantida. A produção crescerá de forma sustentada a partir de julho com aredução das paradas programadas e o ramp-up das novas unidades de produção.42.3002.2502.2002.1502.1002.0502.0001.9501.9001.850501.8461.9201.9652.0321.9681.9401.8431.9281.9401.9601.9891.9611.9932.0982.1101T12Média 2.0661T13Média 1.910Mil bpd201320124T12Média 1.980mar-13fev-13jan-13dez-12nov-12out-12set-12ago-12jul-12jun-12mai-12abr-12mar-12fev-12jan-12
  • 5. 5PROEF UO-BC: Programa de Aumento da Eficiência OperacionalProdução de óleo e LGN no 1T13: ganho de 14 mbpdMédia 1T13 Expectativas para 2013» Desde o início do PROEF em Abril/2012 a eficiência operacional na UO-BC aumentou de 66% para 74% em Março/2013.» O resultado do PROEF foi menor no 1T13 devido à maior concentração de paradas programadas com o intuito de melhorar aeficiência operacional futura.» PROEF UO-BC: Dispêndios totais de US$ 1 bilhão até fev/13. VPL de US$ 542 milhões.395431+36 mbpdComPROEFSemPROEF+7,4 p.p.ComPROEF76,4SemPROEF69,0Eficiência Operacional (%)Produção de Óleo + LGN(mbpd)+ 14 mbpdComPROEFSemPROEF+5,9 p.p.75,7ComPROEFSemPROEF69,8404418Eficiência Operacional (%)Produção de Óleo + LGN(mbpd)» Ganho de 20 mbpd no 1T13 com eficiência média de 91%.» A expectativa de ganhos com o PROEF UO-RIO para o ano de 2013 é de 26 mbpd.PROEF UO-RIO
  • 6. 6Custo de ExtraçãoQueda na produção afetou Custo Unitário de Extração no 1T1369,4764,8722,57 26,39 30,79 28,33 29,4939,0338,4838,68 39,54 37,591T12 2T12 3T12 4T12 1T13Custo de Extração Participações Governamentais61,60R$/Barril67,87 67,08» O custo total de extração foi marginalmente menor, com queda de 1% com relação ao 4T12.» Contudo, houve uma elevação no custo unitário de extração no 1T13 devido, principalmente, à queda da produção depetróleo, como consequência do aumento das paradas de manutenção.» A redução das participações governamentais se deve a menor produção, com destaque para os campos onde há incidência departicipação especial.
  • 7. 7Despesas com Prospecção e Perfuração: Brasil18 Poços Baixados em 1T13: Nenhum no Pré-Sal05001.0001.5002.0002.5003.0003.5001T131.2374T121.7283T121.1162T123.2941T129214T111.2383T116032T119431T11859R$milhão2011R$ 3.643 MM2012R$ 7.058 MMGeologia, Geofísica, Poços Secos e Não EconômicosDespesas com prospecção e perfuração no 1T13 foram inferiores às realizadas no 4T12.97Poços16Poços41Poços21Poços19Poços81Poços1T13R$ 1.237 MM18Poços18Poços2013Evento Gerador da Baixa Área Exploratória 7 Poços Secos 6 Efetivamente Secos 1 Acidente Mecânico8 Poços Subcomerciais 3 Projetos Cancelados 4 Marítimos 4 Pós-sal 0 Pré-sal 11 Terrestres 3 Projetos Cancelados1T13» Expectativa de despesas de poços secos e/ousubcomerciais para o ano de 2013 em patamarinferior ao verificado em 2012.
  • 8. 8757 785 839431 441 45314186 11395 9398Produção de Derivados1812241141.942 2.010 2.127+6%+10%1402642014T121T12 1T13197288140Custo de Refino Carga Processada e Utilização6,606,986,24Produção Nacional de DerivadosRecordes de processamento de petróleo: 2.149 mbpd (07-abr), 2.137 (30-mar) e 2.125 (03-mar)1.534 1.633 1.72235033736093% 97% 98%010203040506070809010005001.0001.5002.0002.5004T121T12 1T134T121T12 1T13(mil bpd)(R$/barril)(mil bpd)» Aumento de 6% (117 mbpd) na produção de derivados em relação ao 4T12, especialmente diesel, em função da maiorutilização de destilação, coque e HDT na REVAP e REPAR, e retomada das operações na destilação da REFAP.» Redução de 11% no Custo de Refino devido aos menores gastos com manutenção de rotina, além do aumento da cargafresca processada.Petróleo Imp.Utilização da Capac.Nominal (%)Petróleo Nac.Diesel GasolinaQAVGLP NaftaOC Outros2.0831.9701.8846,606,986,24
  • 9. 9Vendas de Derivados no BrasilCrescimento de 7% nas vendas em comparação com o 1T12Vendas de Derivados – Brasil(*) Outros – Lubrificantes, Asfalto, Coque, Propeno, Solvente, Benzeno, Querosene iluminante e Intermediários.Em relação ao 4T12, houve redução de 3% nas vendas de derivados no mercado interno em função, principalmente, dasazonalidade do Diesel e da Gasolina, parcialmente compensada pelo aumento nas vendas de Nafta e Óleo Combustível.864 986 921545610580106106105751081181T13-3%2.3132131801964T122.3912231562021T122.168214173191Milbbl/d1T13 x 4T121T13 x 1T12» Diesel (+7%): Crescimento da economia e do consumo das térmicas, alémdo aumento na colheita da safra de grãos de verão (milho e soja).» Gasolina (+6%): Aumento do consumo das famílias e crescimento da frotade veículos, além da vantagem do preço da gasolina em relação ao etanolna maioria dos estados.+7%» Diesel (-7%): Menor demanda no 1T13 devido à menor atividade industriale agrícola do período (sazonalidade). Parte da redução foi compensadapela maior demanda termelétrica.» Gasolina (-5%): Redução devido à sazonalidade das vendas no 4T12devido ao período de férias.Diesel GasolinaQAVGLP NaftaOC Outros*
  • 10. 101001201401601802002202402602013dez/12set/12mar/12jun/12abr/12ago/12mai/12nov/12jul/12out/12jan/11jan/13fev/13mar/13fev/12jan/12dez/11jun/11ago/11jul/11set/11out/11nov/11mai/11abr/11mar/11fev/11Preço dos Derivados - Brasil vs InternacionalReajustes de preços nos últimos 10 meses: +21,9% no diesel e +14,9% na gasolinaPreços(R$/bbl)Preço Médio de VendaGolfo AmericanoPreço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano**25/Jun16/JulReajustes:Gasolina: 7,83%Diesel: 3,94%Reajustes:Gasolina: 10%Diesel: 2%2011 2012Reajuste:Diesel: 6%05/MarReajuste:Diesel: 5,0%* Preço Médio Brasil (PMR - Preço Médio de Realização de Diesel, Gasolina, Nafta, GLP, QAV e Óleo Combustível).** Preço Médio no Golfo (USGC: United States Gulf Coast), considerando os volumes do mercado brasileiro para os produtos acima.30/JanReajustes:Gasolina: 6,6%Diesel: 5,4%Preço Médio de Venda Brasil 01/Nov1T13: 2 reajustes dos preços no diesel, totalizando +10,7%, e 1 na gasolina de +6,6%. Esses aumentosalmejam a convergência para os preços internacionais.∆ Câmbio: 10%Câmbio: R$ 1,82/US$Câmbio: R$ 2,01/US$
  • 11. 11Exportação Importação Saldo LíquidoA piora no saldo líquido da balança no 1T13 é em função, principalmente, de maiores importações de petróleo devido àmaior carga processada nas refinarias, e da menor produção de óleo.mbpd-189 -65-364-18588 1315216720618835 29 36-269-4291T12-501391T138601364844T124T12+6%+8%+7%1T13-4548061683011T127641513581T134061552154T123771122361T12714182497DerivadosGasolinaDieselOutros DerivadosOCPetróleo-43%+13%+794%Balança de Líquidos: Petróleo e DerivadosMaior importação de petróleo minimizando a necessidade de derivados importados» Menores exportações de petróleo devido à menor produção do E&P e aumento da carga processada nas refinarias, o que tambémjustificou a elevação das importações de petróleo leve, principalmente.» As importações de gasolina e diesel diminuíram por causa do aumento de sua produção nas refinarias.» A exportação de derivados aumentou, principalmente a de óleo combustível, devido à menor demanda das térmicas desde o iníciode 2013.
  • 12. 1239,9Oferta e Demanda de Gás NaturalDemanda termelétrica elevadamilhãom³/diaNacionalBolíviaGNLNão-TérmicoTérmicoAbast/E&PFertilizantesOFERTADEMANDA12,1 12,5 10,840,237,04T1289,438,638,31T1263,111,739,3-1%1T1388,0+39%0,9 15,9 14,11T13-2%88,130,725,563,543,343,690,24T121T1230,737,1+39%» Demanda termelétrica permaneceu elevada e acima do consumo não-termelétrico no decorrer do 1T13 em função do maiordespacho termelétrico, dada a afluência abaixo da média histórica.» Menor necessidade na utilização de GNL no 1T13 frente ao 4T12, em decorrência das reduções na demanda não-termelétricae do consumo interno.» A geração termelétrica se manteve acima do patamar de 5 GW.
  • 13. PlanejadoRealização conforme planejado ou superiorRisco elevado de não realização da meta anualPontos de atenção que podem comprometer o alcance da meta anualPROCOP: Acompanhamento dos Resultados – Mar/13Realização acima do previsto. Pontos de Atenção Endereçados90%70%100%80%Execuçãooperacional(%)60%50%40%30%20%10%0%Meta 2013: R$ 3,8 bilhõesJan-Mar/13Redução de Custos Prevista: R$ 646 milhões (17%)Redução de Custos Realizada: R$ 1.260 milhões (33%)100%Exploração & Produção AbastecimentoEngenharia,Tecnologia& MateriaisCorporativa& ServiçosTranspetroGás & EnergiaProduçãoOnshore Administraçãoe Apoio Adm. Predial,Viagens eHospedagensProduçãoOffshoreServiçosde ApoioIntervençãoem PoçosRefino Logística deÓleo e DerivadosComercializaçãoSuprimentose EstoqueTIC GestãoSMESLogísticade GNFertilizantes
  • 14. 14Lucro Operacional - 4T12 vs 1T13Melhores preços e queda no CPVR$milhões5.739 (870)3.164 2101.606 9.8494T12Lucro OperacionalReceita de Vendas CPV Despesas de Vendas,Gerais e Adm.Demais Despesas 1T13Lucro Operacional» Houve uma redução na Receita de Vendas em função, principalmente, dos menores volumes de derivadoscomercializados no mercado interno.» A redução do CPV é explicada pela menor participação de derivados importados no mix de vendas, comoresultado da maior eficiência operacional do Refino e pela queda no consumo de derivados.» As menores despesas são explicadas pelas menores baixas de poços secos e a ausência de impairment.
  • 15. 15Lucro Líquido - 4T12 vs 1T13Estável em relação ao trimestre anteriorR$milhões7.7474.110(1.398) (26)( 2.618) (122)7.6934T12Lucro LíquidoLucro Operacional ResultadoFinanceiroParticipações emInvestimentosImpostos Lucro Atrib. aos nãoControladores1T13Lucro Líquido» O Lucro Líquido permaneceu estável uma vez que o aumento do Lucro Operacional foicompensado pelo menor Resultado Financeiro e pela maior tributação sobre o lucro, ocorridadevido à ausência de benefício fiscal gerado pelo provisionamento de juros sobre capitalpróprio de R$ 2,1 bilhões no 4T12.
  • 16. 16Exploração & Produção - 4T12 vs 1T13Conforme antecipado, menor produção no períodoR$milhões17.474(277)(2.976)(1.146)1.388 621 15.0844T12ResultadoOperacionalEfeito Preço naReceitaEfeito Volume naReceitaEfeito Custo Médiono CPVEfeito Volume noCPVDespesasOperacionais1T13ResultadoOperacional» O resultado operacional da área de E&P foi impactado negativamente pela menor produção de óleo noBrasil (-4%).» O preço do petróleo comercializado foi ligeiramente inferior.» A redução nas Despesas Operacionais se deve, principalmente, à menor baixa de poços secos.
  • 17. 17Abastecimento - 4T12 vs 1T13Melhores preços de venda de derivadosR$milhões(8.715)1.651(2.440) (81)3.378(330) (6.537)4T12ResultadoOperacionalEfeito Preço naReceitaEfeito Volume naReceitaEfeito Custo Médiono CPVEfeito Volume noCPVDespesasOperacionais1T13ResultadoOperacional» A melhora do resultado operacional da área de Abastecimento é explicada pelos aumentos depreços de diesel e gasolina e pela menor participação de derivados importados no mix devendas, efeito do aumento da carga fresca processada nas refinarias e à queda sazonal noconsumo de derivados.
  • 18. 18Exploração e ProduçãoDestaques dos Segmentos – Lucro Líquido: 4T12 vs 1T13R$ 11,5 Bi vs R$ 10,0 BiAbastecimentoR$ -5,7 Bi vs R$ -4,2 Bi elevação dos preços de diesel e de gasolina menor participação de derivados importados no mix devendas decorrente da menor demanda do mercadodoméstico maior produção de derivados com manutenção do perfilde rendimento (diesel e gasolina)InternacionalR$ -0,6 Bi vs R$ 0,7 Bi maior volume de vendas, principalmente de derivados (de182 para 195 mbpd), e de produção de óleo e LGN (de133 para 143 mbpd) impairment de R$ 487 milhões no 4T12, sendo R$ 464milhões referentes à refinaria de Pasadena, nos EUA baixas dos poços secos Ogonga (Bloco 26 Angola),Kabeljou (Namíbia), Mapalé e Katmandu (Colômbia),totalizando R$ 243 milhões no 4T12. No 1T13 forambaixados apenas valores residuais (R$ 3 milhões) menores perdas contábeis por provisão dedesvalorização de estoques principalmente nos EUA (R$52 milhões no 1T13 contra R$ 231 milhões no 4T12) menor volume de produção de petróleo e LGN no Brasil menor baixa de poços secos ou subcomerciais menor custo de extração totalGás & EnergiaR$ 0,5 Bi vs R$ 0,9 Bi maior receita de geração em função do PLD manutenção do patamar de volume disponibilizado de gásnacional maior custo de aquisição de GNL no mercadointernacional, apesar do menor volume consumido
  • 19. 19InvestimentosAcompanhamento da Evolução Física e Financeira – Curvas SInvestimentos de R$ 19,8 bilhões no 1T13, 10% superior ao 1T12.R$BilhãoInvestimentos: 1T12 x 1T13 Investimentos 1T13 por área de negócioAcompanhamento físico e financeiro individualizado de 160 projetos (Curvas S):realização física média de 98,9% e financeira de 97,8%.19,818,01T131T12+10%54%R$ 10,7 bi35%R$ 6,9 bi1%1%0%35%54%5%4%BiocombustíveisDistribuiçãoG&EE&PCorporativoInternacionalAbastecimento
  • 20. 201) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido)2) Considera EBITDA ajustado (EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos)3) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 diasEndividamentoEndividamento Líquido estávelR$ Bilhões 31/03/13 31/12/12Endividamento de Curto Prazo 14,6 15,3Endividamento de Longo Prazo 182,4 181,0Endividamento Total 196,9 196,3(-) Disponibilidades ajustadas 3 46,3 48,5= Endividamento Líquido 150,7 147,8US$ BilhõesEndividamento Líquido 74,8 72,31,66 1,612,46 2,422,772,3224% 24%28% 28%31% 31%-20%-10%0%10%20%30%40%0,01,02,03,04,05,04T11 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13Endividamento Líquido/EBITDA Endividamento Líquido/ Capitalização Líquida122» O indicador Dívida Líquida/Ebitda recuou para 2,32em função da maior geração operacional de caixa no1T13.
  • 21. DIVULGAÇÃO DERESULTADOSInformações:Relacionamento com Investidores+55 21 3224-1510petroinvest@petrobras.com.br